一种深层低压油气井低密度泡沫修井液及其配制方法
一种深层低压油气井低密度泡沫修井液及其配制方法
【技术领域】
[0001] 本发明属于石油与天然气技术领域，尤其涉及一种深层低压油气井低密度泡沫修 井液及其配制方法。它适用于高温、高矿化度低压油气井的压井、洗井、冲砂、清蜡、清洗油 污等修井作业。
【背景技术】
[0002] 在低压地层的修井作业中，由于油井压力系数低，作业时修井液漏失严重，作业后 油井产能不能恢复或恢复缓慢，修井液是油气层的主要污染源之一。修井液性能的好坏关 系到油气井受损害的程度以及产量的高低。要提高修井作业的成功率，需要使用密度合适、 性能优良的修井液，将其对油层的损害降低到最小。因此，需要研制漏失低、性能好的低密 度修井液。
[0003] 目前，高温超深井的数量越来越多，深井与超深井修井作业量明显增加。深井与超 深井的高温高压特性加剧了修井液各组分间的物理、化学作用，从而影响常规修井液的性 能。目前，耐温耐高压深井复杂地层的泡沫修井液技术仍是国际上各大公司的主攻目标。研 制能够满足压力系数偏低、高矿化度的深井与超深井的修井液配方有着重要的现实意义。
【发明内容】
[0004] 本发明涉及一种新型深层低压油气井低密度泡沫修井液及其配制方法，密度可在 0. 35g/cm3~0. 85g/cm 3之间调节，可解决低压井和高漏失井的漏失问题；同时抗温、抗盐、 抗油能力强，能够解决深井与超深井的高温、高矿化度等苛刻条件下的修井作业难题。
[0005] 本发明的目的是：提供一种新型深层低压油气井低密度泡沫修井液及其配制方 法，具有抗高温、抗高矿化度、耐油性强等特点，能够满足深井或超深井的修井作业要求，同 时，泡沫密度最低可到0. 35g/cm3,解决了低压油气井在修井作业时对油层带来的二次污染 而有效地保护储层。
[0006] 为实现该技术目的，本发明所采取的技术方案是：
[0007] -种深层低压油气井低密度泡沫修井液，各组分重量百分比如下：起泡剂： 0. 40~0. 50%;起泡剂助剂：0. 45~0. 55%;稳泡剂：0. 60~0. 80%;辅助稳泡剂：0. 20~ 0. 25% ;余量为淡水；各组分重量百分比之和为100%。
[0008] 上述修井液中，所述的起泡剂助剂是十二烷基二甲基甜菜碱，代号BS-12,为两性 表面活性剂，具有高表面活性、优良的起泡性能以及较强的耐酸、耐碱性，而且与其它表面 活性剂具有较好的配伍性，从而产生协同增效作用。
[0009] 上述修井液中，所述的稳泡剂为XH-ZC-5 (工业品），通常为淡黄色细小颗粒，无 毒，溶于水，烘失量为4. 28,30目筛筛余量为0,常温下在25%氯化钠盐水中的表观粘度为 35.511^&，8，120°〇/411后，在25%氯化钠盐水中的表观粘度为31.〇11^ &，8。
[0010] 上述修井液中，所述的辅助稳泡剂是明胶，通常没有固定的结构和相对分子量，可 以缓慢吸水膨胀软化，能够吸收相当于重量5~10倍的水。
[0011] 上述修井液中，所述的水为自来水。
[0012] 上述修井液制备步骤如下：
[0013] (1)根据上述修井液的配比准确称量起泡剂、起泡剂助剂、稳泡剂、辅助稳泡剂和 水，待用；
[0014] (2)将起泡剂、起泡剂助剂混合，缓慢升温到50~65°C ;在搅拌条件下加水稀释， 继续搅拌30分钟，再加入稳泡剂和辅助稳泡剂，边加边搅拌；添加完毕后，继续搅拌30分钟 后停止加热，在搅拌条件下冷却至常温，在7000-8000r/min下继续搅拌3~5min，即可制得 泡沫修井液。
[0015] 进一步地，上述修井液的制备步骤如下：
[0016] (1)基料准备：将一定配比重量的BS-12, SDS，XH-ZC-5,明胶称好作基料，各组分 精确到万分之一；
[0017] (2)制备方法：首先，将十二烷基二甲基甜菜碱BS-12、十二烷基硫酸钠 SDS两种表 面活性剂原料按比例加入搪瓷反应釜，缓慢升温到50-65? ;其次，在不断搅拌下按比例加 入水，继续搅拌30分钟后，再按比例加入稳泡剂XH-ZC-5、辅助稳泡剂明胶，边加边搅拌；搅 拌30分钟后停止加热，边冷却边搅拌，冷却至常温，得到泡沫修井液。
[0018] 将上述复合泡沫体系用Waring Blender法以8000r/min的速度搅拌3min，常温 下，测得该泡沫体系起泡体积360mL，半衰期为3084min，表现出了非常好的起泡性和稳定 性。
[0019] 本发明涉及的深层低压油气井低密度泡沫修井液的应用，方法如下：
[0020] 该复合泡沫体系米用Waring Blender方法，可以适应于温度25~150°C，矿化度 在200000mg/L左右，深度在5000m以下的油气井中。
[0021] 本发明所涉及的发泡剂是两性表面活性剂（BS-12)与阴离子表面活性剂（SDS)的 复配体，其中，SDS发泡能力强，但抗硬水能力差；而BS-12具有较强的耐酸、耐碱性以及较 好的配伍性。当两者在合适的比例下配伍后会产生协同作用，从而增强形成胶束的能力以 及降低表面张力能力，使表面吸附膜强度增大以提高泡沫的稳定性，赋予其更加优良的性 能。
[0022] 本发明所述的稳泡剂是一种增粘性稳定剂，主要是通过提高液相粘度、降低流度 来减缓泡沫的排液速度，提高泡沫的稳定性。
[0023] 本发明所述的辅助稳泡剂主要是通过提高泡沫薄膜的质量，增加液膜的强度和粘 弹性，减小液膜的透气性，从而增加泡沫的稳定性。
[0024] 本发明涉及一种新型深层低压油气井低密度泡沫修井液体系，抗温能力可达 150°C，抗NaCl可达20%，抗CaCl 2可达15%，抗原油污染能力可达15%，能够满足深井与超 深井的高温、高矿化度等苛刻条件下的修井作业施工要求；修井液密度可在〇. 35~0. 85g/ cm3之间调节，且该修井液API滤失量最大仅为9. 6mL，滤失量小，因而在低压井与高漏失井 作业中对储层具有很好的保护效果。
【具体实施方式】
[0025] 以下结合具体实施例来对本发明作进一步说明，但本发明所要求保护的范围并不 局限于实例所涉及的范围。
[0026] 实施例1 :
[0027] 1、准备洗井设计量的水；
[0028] 2、加入十二烷基二甲基甜菜碱，其加入的比例是0. 45%，加入十二烷基硫酸钠，其 加入的比例是0.40% ;
[0029] 3、加入稳泡剂XH-ZC-5，其加入的比例是0. 60 %，加入明胶，其加入的比例是 0. 2 0%，搅拌均匀形成泡沫修井液基液；
[0030] 4、将高压氮气与上述配制好的修井液基液通过管线输送到泡沫发生器，泡沫发生 器利用液体的压力和流速进行旋转搅拌，使气体与修井液充分混合后，用肉眼观察不到气 泡的存在为止；
[0031] 5、用泥浆车或压裂车通过正循环或反循环将泡沫修井液注入井筒；
[0032] 6、当泡沫洗井洗通后，关井焖井，观察油套压变化情况，如套压变化较缓慢则可继 续泡沫洗井，如此循环2-3次。
[0033] 7、井口排出的洗井液经过节流管汇后，进入地面罐口，加入消泡剂后由罐车拉运 至环保池。
[0034] 实施例2 :
[0035] 1、准备洗井设计量的水；
[0036] 2、加入十二烷基二甲基甜菜碱，其加入的比例是0. 50%，加入十二烷基硫酸钠，其 加入的比例是0.45% ;
[0037] 3、加入稳泡剂XH-ZC-5，其加入的比例是0. 7 %，加入明胶，其加入的比例是 0. 25%，搅拌均匀形成泡沫修井液基液；
[0038] 4、将高压氮气与上述配制好的修井液基液通过管线输送到泡沫发生器，泡沫发生 器利用液体的压力和流速进行旋转搅拌，使气体与修井液充分混合后，用肉眼观察不到气 泡的存在为止；
[0039] 5、用泥浆车或压裂车通过正循环或反循环将泡沫修井液注入井筒；
[0040] 6、当泡沫洗井洗通后，关井焖井，观察油套压变化情况，如套压变化较缓慢则可继 续泡沫洗井，如此循环2-3次。
[0041] 7、井口排出的洗井液经过节流管汇后，进入地面罐口，加入消泡剂后由罐车拉运 至环保池。
[0042] 实施例3 :
[0043] 1、准备洗井设计量的水；
[0044] 2、加入十二烷基二甲基甜菜碱，其加入的比例是0. 55%，加入十二烷基硫酸钠，其 加入的比例是0.50% ;
[0045] 3、加入稳泡剂XH-ZC-5，其加入的比例是0. 8 %，加入明胶，其加入的比例是 0. 25%，搅拌均匀形成泡沫修井液基液；
[0046] 4、将高压氮气与上述配制好的修井液基液通过管线输送到泡沫发生器，泡沫发生 器利用液体的压力和流速进行旋转搅拌，使气体与修井液充分混合后，用肉眼观察不到气 泡的存在为止；
[0047] 5、用泥浆车或压裂车通过正循环或反循环将泡沫修井液注入井筒；
[0048] 6、当泡沫洗井洗通后，关井焖井，观察油套压变化情况，如套压变化较缓慢则可继 续泡沫洗井，如此循环2-3次。
[0049] 7、井口排出的洗井液经过节流管汇后，进入地面罐口，加入消泡剂后由罐车拉运 至环保池。
[0050] 下面是新型低压深层油气井低密度泡沫修井液体系的性能测试情况。
[0051] 实验时在blaring-Blender搅拌器中加入IOOmL -定浓度的泡沫基液，选取档位 8000r/min高速搅拌3min后，关闭开关，记录起泡体积Vcr表示特定条件下该发泡剂的发泡 能力，同时记录从泡沫中析出50mL液体时所需的时间，称为泡沫的半衰期t 5(l，表征泡沫的 稳定性。
[0052] 表1 SDS/BS-12单体与复配体性能对比表
[0053]
[0054] 表2微泡沫修井液耐NaCl性能评价 [00551
[0056] 表3微泡沫修井液耐CaCV^能评价
[0057]
[0058] 表4微泡沫修井液耐油性评价
[0059]
[0061] 表5微泡沫修井液耐温以及滤失量性能评价 [0062]
[0063] 上述虽然对本发明的【具体实施方式】进行了描述，但并非对本发明保护范围的限 制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付 出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。
【主权项】
1. 一种深层低压油气井低密度泡沫修井液，其特征在于：各组分重量百分比如下：起 泡剂：0. 40~0. 50% ;起泡剂助剂：0. 45~0. 55% ;稳泡剂：0. 60~0. 80% ;辅助稳泡剂： 0. 20~0. 25% ;余量为水。2. 如权利要求1所述的泡沫修井液，其特征在于：所述的起泡剂为十二烷基硫酸钠，起 泡剂助剂为十二烷基二甲基甜菜碱，稳泡剂为XH-ZC-5,辅助稳泡剂为明胶。3. -种适用于深层低压油井的低密度泡沫修井液的制备方法，其特征在于：包括如下 步骤： (1) 根据权利要求1的配比精确称定起泡剂、泡剂助剂、稳泡剂、辅助稳泡剂和水，待 用； (2) 将起泡剂、起泡剂助剂混合，缓慢升温到50~65°C;在搅拌下加水稀释，继续搅拌 30分钟，再加入稳泡剂、辅助稳泡剂，边加边搅拌；添加完毕后，继续搅拌30分钟后停止加 热，搅拌下冷却至常温，在7000-8000r/min下搅拌3-5min，发泡制得泡沫压井液。4. 如权利要求3所述的方法，其特征在于，步骤（1)中，所述的精确称定精确到万分之 〇5. 如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述起泡剂为十二烷基硫酸钠，起泡剂助剂 为十二烷基二甲基甜菜碱，稳泡剂为XH-ZC-5,辅助稳泡剂为明胶。6. 权利要求1或2所述的泡沫修井液在低压井和高漏失井修井作业中的应用。
【专利摘要】本发明涉及一种深层低压油气井低密度泡沫修井液及其配制方法。各组分含量按质量百分比计：起泡剂：0.40～0.50％；起泡剂助剂：0.45～0.55％；稳泡剂：0.60～0.80％；辅助稳泡剂：0.20～0.25％；余量为淡水。效果是：该修井液体系可耐温150℃，抗NaCl可达20％，抗CaCl2可达15％，抗原油污染能力为15％，能够满足深井与超深井的高温、高矿化度等苛刻条件下的修井作业施工要求；修井液密度可以根据现场工艺需求在0.35～0.85g/cm3之间调节，且该修井液API滤失量最大仅为9.6mL，滤失量较小，因而可用于低压井与高漏失井作业。本发明的配方制备工艺简单，在低压深井与超深井的修井作业中具有很好的应用前景。
【IPC分类】C09K8/514, C09K8/52, C09K8/518, C09K8/536
【公开号】CN104893695
【申请号】CN201510272342
【发明人】孙仁远, 沈建新, 熊启勇, 杨之照, 陈洪, 程春杰, 王雅静, 黄爱先, 张云飞, 商慧敏, 纪云开, 雷少飞, 魏宇翔, 杨世凯, 周秋成
【申请人】中国石油大学(华东)
【公开日】2015年9月9日
【申请日】2015年5月25日
【技术领域】
[0001] 本发明属于石油与天然气技术领域，尤其涉及一种深层低压油气井低密度泡沫修 井液及其配制方法。它适用于高温、高矿化度低压油气井的压井、洗井、冲砂、清蜡、清洗油 污等修井作业。
【背景技术】
[0002] 在低压地层的修井作业中，由于油井压力系数低，作业时修井液漏失严重，作业后 油井产能不能恢复或恢复缓慢，修井液是油气层的主要污染源之一。修井液性能的好坏关 系到油气井受损害的程度以及产量的高低。要提高修井作业的成功率，需要使用密度合适、 性能优良的修井液，将其对油层的损害降低到最小。因此，需要研制漏失低、性能好的低密 度修井液。
[0003] 目前，高温超深井的数量越来越多，深井与超深井修井作业量明显增加。深井与超 深井的高温高压特性加剧了修井液各组分间的物理、化学作用，从而影响常规修井液的性 能。目前，耐温耐高压深井复杂地层的泡沫修井液技术仍是国际上各大公司的主攻目标。研 制能够满足压力系数偏低、高矿化度的深井与超深井的修井液配方有着重要的现实意义。
【发明内容】
[0004] 本发明涉及一种新型深层低压油气井低密度泡沫修井液及其配制方法，密度可在 0. 35g/cm3~0. 85g/cm 3之间调节，可解决低压井和高漏失井的漏失问题；同时抗温、抗盐、 抗油能力强，能够解决深井与超深井的高温、高矿化度等苛刻条件下的修井作业难题。
[0005] 本发明的目的是：提供一种新型深层低压油气井低密度泡沫修井液及其配制方 法，具有抗高温、抗高矿化度、耐油性强等特点，能够满足深井或超深井的修井作业要求，同 时，泡沫密度最低可到0. 35g/cm3,解决了低压油气井在修井作业时对油层带来的二次污染 而有效地保护储层。
[0006] 为实现该技术目的，本发明所采取的技术方案是：
[0007] -种深层低压油气井低密度泡沫修井液，各组分重量百分比如下：起泡剂： 0. 40~0. 50%;起泡剂助剂：0. 45~0. 55%;稳泡剂：0. 60~0. 80%;辅助稳泡剂：0. 20~ 0. 25% ;余量为淡水；各组分重量百分比之和为100%。
[0008] 上述修井液中，所述的起泡剂助剂是十二烷基二甲基甜菜碱，代号BS-12,为两性 表面活性剂，具有高表面活性、优良的起泡性能以及较强的耐酸、耐碱性，而且与其它表面 活性剂具有较好的配伍性，从而产生协同增效作用。
[0009] 上述修井液中，所述的稳泡剂为XH-ZC-5 (工业品），通常为淡黄色细小颗粒，无 毒，溶于水，烘失量为4. 28,30目筛筛余量为0,常温下在25%氯化钠盐水中的表观粘度为 35.511^&，8，120°〇/411后，在25%氯化钠盐水中的表观粘度为31.〇11^ &，8。
[0010] 上述修井液中，所述的辅助稳泡剂是明胶，通常没有固定的结构和相对分子量，可 以缓慢吸水膨胀软化，能够吸收相当于重量5~10倍的水。
[0011] 上述修井液中，所述的水为自来水。
[0012] 上述修井液制备步骤如下：
[0013] (1)根据上述修井液的配比准确称量起泡剂、起泡剂助剂、稳泡剂、辅助稳泡剂和 水，待用；
[0014] (2)将起泡剂、起泡剂助剂混合，缓慢升温到50~65°C ;在搅拌条件下加水稀释， 继续搅拌30分钟，再加入稳泡剂和辅助稳泡剂，边加边搅拌；添加完毕后，继续搅拌30分钟 后停止加热，在搅拌条件下冷却至常温，在7000-8000r/min下继续搅拌3~5min，即可制得 泡沫修井液。
[0015] 进一步地，上述修井液的制备步骤如下：
[0016] (1)基料准备：将一定配比重量的BS-12, SDS，XH-ZC-5,明胶称好作基料，各组分 精确到万分之一；
[0017] (2)制备方法：首先，将十二烷基二甲基甜菜碱BS-12、十二烷基硫酸钠 SDS两种表 面活性剂原料按比例加入搪瓷反应釜，缓慢升温到50-65? ;其次，在不断搅拌下按比例加 入水，继续搅拌30分钟后，再按比例加入稳泡剂XH-ZC-5、辅助稳泡剂明胶，边加边搅拌；搅 拌30分钟后停止加热，边冷却边搅拌，冷却至常温，得到泡沫修井液。
[0018] 将上述复合泡沫体系用Waring Blender法以8000r/min的速度搅拌3min，常温 下，测得该泡沫体系起泡体积360mL，半衰期为3084min，表现出了非常好的起泡性和稳定 性。
[0019] 本发明涉及的深层低压油气井低密度泡沫修井液的应用，方法如下：
[0020] 该复合泡沫体系米用Waring Blender方法，可以适应于温度25~150°C，矿化度 在200000mg/L左右，深度在5000m以下的油气井中。
[0021] 本发明所涉及的发泡剂是两性表面活性剂（BS-12)与阴离子表面活性剂（SDS)的 复配体，其中，SDS发泡能力强，但抗硬水能力差；而BS-12具有较强的耐酸、耐碱性以及较 好的配伍性。当两者在合适的比例下配伍后会产生协同作用，从而增强形成胶束的能力以 及降低表面张力能力，使表面吸附膜强度增大以提高泡沫的稳定性，赋予其更加优良的性 能。
[0022] 本发明所述的稳泡剂是一种增粘性稳定剂，主要是通过提高液相粘度、降低流度 来减缓泡沫的排液速度，提高泡沫的稳定性。
[0023] 本发明所述的辅助稳泡剂主要是通过提高泡沫薄膜的质量，增加液膜的强度和粘 弹性，减小液膜的透气性，从而增加泡沫的稳定性。
[0024] 本发明涉及一种新型深层低压油气井低密度泡沫修井液体系，抗温能力可达 150°C，抗NaCl可达20%，抗CaCl 2可达15%，抗原油污染能力可达15%，能够满足深井与超 深井的高温、高矿化度等苛刻条件下的修井作业施工要求；修井液密度可在〇. 35~0. 85g/ cm3之间调节，且该修井液API滤失量最大仅为9. 6mL，滤失量小，因而在低压井与高漏失井 作业中对储层具有很好的保护效果。
【具体实施方式】
[0025] 以下结合具体实施例来对本发明作进一步说明，但本发明所要求保护的范围并不 局限于实例所涉及的范围。
[0026] 实施例1 :
[0027] 1、准备洗井设计量的水；
[0028] 2、加入十二烷基二甲基甜菜碱，其加入的比例是0. 45%，加入十二烷基硫酸钠，其 加入的比例是0.40% ;
[0029] 3、加入稳泡剂XH-ZC-5，其加入的比例是0. 60 %，加入明胶，其加入的比例是 0. 2 0%，搅拌均匀形成泡沫修井液基液；
[0030] 4、将高压氮气与上述配制好的修井液基液通过管线输送到泡沫发生器，泡沫发生 器利用液体的压力和流速进行旋转搅拌，使气体与修井液充分混合后，用肉眼观察不到气 泡的存在为止；
[0031] 5、用泥浆车或压裂车通过正循环或反循环将泡沫修井液注入井筒；
[0032] 6、当泡沫洗井洗通后，关井焖井，观察油套压变化情况，如套压变化较缓慢则可继 续泡沫洗井，如此循环2-3次。
[0033] 7、井口排出的洗井液经过节流管汇后，进入地面罐口，加入消泡剂后由罐车拉运 至环保池。
[0034] 实施例2 :
[0035] 1、准备洗井设计量的水；
[0036] 2、加入十二烷基二甲基甜菜碱，其加入的比例是0. 50%，加入十二烷基硫酸钠，其 加入的比例是0.45% ;
[0037] 3、加入稳泡剂XH-ZC-5，其加入的比例是0. 7 %，加入明胶，其加入的比例是 0. 25%，搅拌均匀形成泡沫修井液基液；
[0038] 4、将高压氮气与上述配制好的修井液基液通过管线输送到泡沫发生器，泡沫发生 器利用液体的压力和流速进行旋转搅拌，使气体与修井液充分混合后，用肉眼观察不到气 泡的存在为止；
[0039] 5、用泥浆车或压裂车通过正循环或反循环将泡沫修井液注入井筒；
[0040] 6、当泡沫洗井洗通后，关井焖井，观察油套压变化情况，如套压变化较缓慢则可继 续泡沫洗井，如此循环2-3次。
[0041] 7、井口排出的洗井液经过节流管汇后，进入地面罐口，加入消泡剂后由罐车拉运 至环保池。
[0042] 实施例3 :
[0043] 1、准备洗井设计量的水；
[0044] 2、加入十二烷基二甲基甜菜碱，其加入的比例是0. 55%，加入十二烷基硫酸钠，其 加入的比例是0.50% ;
[0045] 3、加入稳泡剂XH-ZC-5，其加入的比例是0. 8 %，加入明胶，其加入的比例是 0. 25%，搅拌均匀形成泡沫修井液基液；
[0046] 4、将高压氮气与上述配制好的修井液基液通过管线输送到泡沫发生器，泡沫发生 器利用液体的压力和流速进行旋转搅拌，使气体与修井液充分混合后，用肉眼观察不到气 泡的存在为止；
[0047] 5、用泥浆车或压裂车通过正循环或反循环将泡沫修井液注入井筒；
[0048] 6、当泡沫洗井洗通后，关井焖井，观察油套压变化情况，如套压变化较缓慢则可继 续泡沫洗井，如此循环2-3次。
[0049] 7、井口排出的洗井液经过节流管汇后，进入地面罐口，加入消泡剂后由罐车拉运 至环保池。
[0050] 下面是新型低压深层油气井低密度泡沫修井液体系的性能测试情况。
[0051] 实验时在blaring-Blender搅拌器中加入IOOmL -定浓度的泡沫基液，选取档位 8000r/min高速搅拌3min后，关闭开关，记录起泡体积Vcr表示特定条件下该发泡剂的发泡 能力，同时记录从泡沫中析出50mL液体时所需的时间，称为泡沫的半衰期t 5(l，表征泡沫的 稳定性。
[0052] 表1 SDS/BS-12单体与复配体性能对比表
[0053]
[0054] 表2微泡沫修井液耐NaCl性能评价 [00551
[0056] 表3微泡沫修井液耐CaCV^能评价
[0057]
[0058] 表4微泡沫修井液耐油性评价
[0059]
[0061] 表5微泡沫修井液耐温以及滤失量性能评价 [0062]
[0063] 上述虽然对本发明的【具体实施方式】进行了描述，但并非对本发明保护范围的限 制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付 出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。
【主权项】
1. 一种深层低压油气井低密度泡沫修井液，其特征在于：各组分重量百分比如下：起 泡剂：0. 40~0. 50% ;起泡剂助剂：0. 45~0. 55% ;稳泡剂：0. 60~0. 80% ;辅助稳泡剂： 0. 20~0. 25% ;余量为水。2. 如权利要求1所述的泡沫修井液，其特征在于：所述的起泡剂为十二烷基硫酸钠，起 泡剂助剂为十二烷基二甲基甜菜碱，稳泡剂为XH-ZC-5,辅助稳泡剂为明胶。3. -种适用于深层低压油井的低密度泡沫修井液的制备方法，其特征在于：包括如下 步骤： (1) 根据权利要求1的配比精确称定起泡剂、泡剂助剂、稳泡剂、辅助稳泡剂和水，待 用； (2) 将起泡剂、起泡剂助剂混合，缓慢升温到50~65°C;在搅拌下加水稀释，继续搅拌 30分钟，再加入稳泡剂、辅助稳泡剂，边加边搅拌；添加完毕后，继续搅拌30分钟后停止加 热，搅拌下冷却至常温，在7000-8000r/min下搅拌3-5min，发泡制得泡沫压井液。4. 如权利要求3所述的方法，其特征在于，步骤（1)中，所述的精确称定精确到万分之 〇5. 如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述起泡剂为十二烷基硫酸钠，起泡剂助剂 为十二烷基二甲基甜菜碱，稳泡剂为XH-ZC-5,辅助稳泡剂为明胶。6. 权利要求1或2所述的泡沫修井液在低压井和高漏失井修井作业中的应用。
【专利摘要】本发明涉及一种深层低压油气井低密度泡沫修井液及其配制方法。各组分含量按质量百分比计：起泡剂：0.40～0.50％；起泡剂助剂：0.45～0.55％；稳泡剂：0.60～0.80％；辅助稳泡剂：0.20～0.25％；余量为淡水。效果是：该修井液体系可耐温150℃，抗NaCl可达20％，抗CaCl2可达15％，抗原油污染能力为15％，能够满足深井与超深井的高温、高矿化度等苛刻条件下的修井作业施工要求；修井液密度可以根据现场工艺需求在0.35～0.85g/cm3之间调节，且该修井液API滤失量最大仅为9.6mL，滤失量较小，因而可用于低压井与高漏失井作业。本发明的配方制备工艺简单，在低压深井与超深井的修井作业中具有很好的应用前景。
【IPC分类】C09K8/514, C09K8/52, C09K8/518, C09K8/536
【公开号】CN104893695
【申请号】CN201510272342
【发明人】孙仁远, 沈建新, 熊启勇, 杨之照, 陈洪, 程春杰, 王雅静, 黄爱先, 张云飞, 商慧敏, 纪云开, 雷少飞, 魏宇翔, 杨世凯, 周秋成
【申请人】中国石油大学(华东)
【公开日】2015年9月9日
【申请日】2015年5月25日
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